Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора

Площадь	Номер скважины	Интервал отбора керна, м	№№ образцов	Газопроницаемость, мкм2
до автоклава	после первого опыта	после второго опыта
Северо-Восточная		3498 - 3504	П-3	1,5	0,0	0,0
То же		3538 - 3545	П-1а	20,0	17,0	11,0
-»-		3538 - 3545	П-1	11,0	5,5	1,5
-»-		3555 - 3563	П-4	20,0	7,5	1,5
-»-	-	3555 - 3563	П-110	39,0	2,4	15,1
Глубокий Яр		2067 - 2077	П-1	61,0	49,0	21,5
То же		1994 - 2022	П-1	299,0	311,5	223,5
Ключевая		3712 - 3717	П-6	1,5	1,0	0,5

Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физическими особенностями месторождений и устанавливается специальными исследованиями, которые требуют своего развития.

Качественное, надежное разобщение пластов при цементировании колонн приобрело особое значение на месторождениях, в разрезе которых водоносные горизонты удалены от нефтеносных на незначительное расстояние. Их отрицательное влияние проявляется особенно на заключительной стадии разработки месторождений. В последние годы с вводом в разработку месторождений со слабопродуктивными пластами и так называемыми «водоплавающими» залежами особенно остро встал вопрос о качестве разобщения пластов, отделения продуктивных частей разреза от водоносных.

В результате анализа технико-экономических показателей и баланса календарного времени испытания эксплуатационных скважин после окончания их бурения за несколько лет выявлено, что среднее время испытания одной скважины колебалось в пределах 17 - 18 сут. В подземном ремонте срок освоения больше. При этом производительное время составляет 30 %, т.е. около 5,4 сут., непроизводительное – 70 %, т.е. 12,6 сут., причем из них ожидание испытания занимает 22 % (4 сут.), простои – 44 % (8 сут.), остальное время, составляющее 3 - 4 % (0,6 сут.), уходит на ликвидацию осложнений и аварий. Примерно такая же картина вырисовывается при освоении скважин после их капитального ремонта.

При анализе состояния дел по вопросам освоения скважин после бурения и подземного ремонта прослеживается два направления по повышению эффективности работ в этой области:

улучшение организации работ с целью сокращения значительных (65 - 75 % общего времени строительства скважин) потерь непроизводительного времени;

разработка новых прогрессивных технических средств и технологических процессов.

Специальные жидкости (СЖ) для перфорации скважин. Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов или их перепрострелу (при капитальном ремонте) проводится кумулятивными перфораторами в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве месторождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству. Наши эксперименты на скважинах Озен-Суата (Затеречный - Ставрополье) на глубине 3400 м показали полную закупорку отверстий перфорации во многих случаях.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СЖ во время ее приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.

Основные источники загрязнения СЖ при закачке их в скважину – остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые используются для приготовления СЖ. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СЖ после заполнения скважины достигает 1000 - 2000 мг/л. При таком загрязнении СЖ добиться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно.

Третьим этапом технологии вторичного вскрытия (или перепрострела) пластов является введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц, что предусматривает замену бурового раствора в скважине на СЖ в несколько этапов:

- замену бурового раствора в эксплуатационной колонне;

- отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость - насос - фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость;

- замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью. Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СЖ используются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

При выборе типа СЖ для заполнения зоны перфорации (и при перепростреле) необходимо руководствоваться правилами, реглментирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия.

К наиболее перспективным СЖ в условиях первичного и вторичного вскрытия пластов и их перепрострела с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na⁺, К⁺ и Са²⁺. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м³ следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СЖ – бромид кальция.

Буферные разделители. При порционном заполнении зоны перфорации СЖ важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СЖ. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. К таким жидкостям может быть отнесена инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода - 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 2.7 приведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.

Таблица 2.7.

Буферные разделители

Номер рецептуры	Буферная жидкость	Контролируемые показатели свойств	Максимальная температура на применение, 0С
компонент	объемная доля, %	плотность, кг/м3	условная вязкость, с	статическое напряжение сдвига через 1/10 мин., дПа	напряжение электропробоя, В
	Дизельное топливо Эмультал Пресная вода	28-36 60-70	920-940	100-150	15-35/20-55	140-180
	Дизельное топливо Эмультал Водный раствор * CaCl2	28-38 60-70	960-1200	120-180	15-40/25-70	150-200
	Сырая нефть Эмультал Водный раствор * CaCl2		960-1160	130-135	18-20/30-35	180-250
	Дизельное топливо Эмульгатор Водный раствор * CaCl2	27-37 60-70	960-1200	110-170	15-35/20-60	250-350

^* Плотность 1020-1380 кг/м³

На месторождениях предприятия «Кубаньгазпром» впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если все ранее вскрытые объекты были изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3 ¸ 5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура, и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопроводе. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата производится полное удаление из скважины жидкости глушения. Газом из шлейфа производится продувка скважины для удаления воздуха. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР-54 или ПР-43 и производится выстрел.

О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Плотность перфорации составляет 10 отверстий на 1 м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.

Практикой установлено, что перед производством выстрела желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластового флюида из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1 ¸ 2 ч. отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации.

Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной или специальной жидкостью, и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом.

ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Повышение качества ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах – это, в первую очередь обеспечение восстановления проницаемости ПЗП. Эти работы могут быть обеспечены двумя направлениями деятельности: разработкой составов жидкостей глушения и технологии, не оказывающих отрицательного влияния на нефтегазопроводность продуктивного пласта и ПЗП.

В России развитие получило пока только первое направление. В качестве жидкостей глушения скважин применяют буровые (глинистые) растворы, водные растворы минеральных солей (рассолы), растворы на углеводородной основе, пены.

Основные требования к ЖГ состоят в том, чтобы они не снижали проницаемости ПП и обеспечивали успешное проведение различных операций. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.

После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности из-за загрязнения ПЗП. ЖГ должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта. Выбор ЖГ во многом определяется геолого-физическими условиями. Для выбора жидкости глушения на газовых площадях Кубани учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температуру замерзания, коррозийную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможную опасность для персонала и окружающей среды. Уделяется внимание выбору жидкостей глушения в зависимости от ряда показателей назначения. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: для NаСl 5-10 %; СаС1₂ 1 - 4 %; КС1 1-3 %.

Плотность рассолов может составлять: NаС1 1-1,17; СаС1₂ 1-1,39; смесь NаС1 и СаС1₂ 1,2-1,4; КС1 1,0-1,16; смесь СаС1₂ и CaВr₂ 1,4-1,81 г/см³. Верхний предел плотности устанавливается, исходя из условий растворимости соли при рабочей температуре замерзания, или условий создания необходимого противодавления на пласт.

Скорость коррозии труб жидкостями глушения считается приемлемой и безопасной, если она составляет не более 0,125 мм в год.

Наиболее распространенной в настоящее время при неаномально высоких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор NаС1. Широкому применению этой жидкости способствуют недефицитность и дешевизна NаС1, его относительно хорошая растворимость в воде. Реже в качестве жидкости глушения используют водные растворы СаС1₂. Вместе с тем, в условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.

В качестве рабочих жидкостей для заканчивания и ремонта скважин, наряду с растворами NаС1, СаС1₂ используют растворы КС1, Nа₂SО₄, Nа₂СО₃, NаНСО₃, СаВr₂, К₂СО₃ и их смеси. Как показали проведенные в б.ВНИИКРнефти исследования для искусственных кернов (спрессованная смесь песка, 0,53 % глины, 3 % мела), значения b для растворов КСl, Nа₂SО₄, СН₄Сl, Nа₂СО₃, NaНСО₃, К₃РО₄ находятся в пределах 95-100 %, для СаВr₂ - до 85 %, для К₂СО₃ составляют 115-120 %.

Таким образом, из названных реагентов только раствор К₂СО₃ является обрабатывающим, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника-коллектора. Причина этой способности у растворов К₂СО₃ объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у КС1) гидратным числом у иона СО₃. Поэтому при ионообмене с глинистыми минералами К₂СО₃ образует более тонкие (чем КСl) гидратные оболочки на глинистых частицах, чем обеспечивается повышение пористости и, соответственно, проницаемости заглинизированных песчаников.

К уменьшению толщины гидратных оболочек глинистых частиц приводит их обработка водными растворами комплексонов. В частности, в 1,6-1,7 раза уменьшается коэффициент набухания глин, обработанных 1 %-ным раствором НТФ, по сравнению с коэффициентом набухания глин в воде.

В качестве жидкостей глушения используются также пена, метанол, дизтопливо, сырая нефть, эмульсионные растворы, минерализованная различными добавками (КСl, NaCl, СaСl₂, СaВr₂) вода.

Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применяться в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. По аналогичным и другим причинам не нашли распространения в качестве жидкостей глушения метанол и дизельное топливо.

Анализ регламентов на испытание скважин ряда производственных объединений России и СНГ показал, что в качестве жидкостей для глушения и перфорации скважин использовали: раствор СаСl₂ с добавкой мела и ПАВ («Укрнефть»), водный раствор ПАВ (там же), пластовая вода («Пермнефть», «Бе-лоруснефть»), ВИЭР («Татнефть», «Саратовнефтегаз»), раствор СаСl₂ с добавками ПАВ («Саратовнефтегаз»), ИЭР («Куйбышевнефть», «Юганскнефтегаз»), ИБР («Коминефть», «Нижневолжскнефть»), нефть и пена («Белоруснефть»). В ПО «Уренгойгазпром» реализованы многокомпонентные блокирующие растворы; результативно использованы рецептура и технология глушения газовых скважин морозостойкой пеной в условиях АНПД, применяются нефтеэмульсионные растворы.

Проведенный анализ источников научно-технической информации по жидкостям глушения позволяет сделать следующие выводы:

- на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения;

- определяющим фактором в проблеме сохранения коллекторских свойств пласта, наряду с химической природой жидкости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм;

- наиболее технологичными и безопасными в применении из-за простоты приготовления и взрывобезопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы;

- разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу;

- применение новых составов жидкостей глушения на водной основе «без твердой фазы» должно сопровождаться очисткой (используемого оборудования, скважины), при которой в призабойную зону исключается проникновение нерастворимых твердых мехпримессей с диаметром частиц 2 мкм.

Проблема наиболее полного использования добывных возможностей скважин в последние годы становится все более актуальной, так как условия разработки месторождений углеводородов усложняются в связи с вводом в эксплуатацию низкопродуктивных залежей. Основными условиями обеспечения наиболее полного решения этой задачи являются сохранение и улучшение коллекторских свойств ПЗП и пласта в процессе воздействия на них заканчивания и ремонта скважин. Решение этой задачи не может быть обеспечено без правильного выбора солевых составов, используемых в качестве жидкостей глушения и перфорации.

При проведении исследований для приготовления обрабатывающих жидкостей используются порошкообразные компоненты, поташ (К₂СО₃), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), хлористый натрий (NаСl), хлористый кальций (СаСl₂), технический пентаэритрит, который представляет собой смесь формиата натрия, пентаэритрита, бисульфита натрия и в небольших количествах сахаристых веществ. Смесь хорошо растворима в воде. Растворы технического пентаэритрита имеют низкую температуру замерзания.

Исследования эффективности воздействия солевых составов проводились на искусственном керновом материале и оценивались по коэффициентам восстановления проницаемости кернов. Для исследования были сформированы искусственные керны, содержащие глинистые минералы. Пригодность кернов к исследованию определялись по их начальной воздухопроницаемости. Определение коэффициента восстановления проницаемости проводилось на установке УИПК-1-М по следующей методике (согласно РД 39-0147009-510-85).

1) образец керна насыщается 3 %-ным раствором СаСl₂;

2) создается гидрообжим образца керна;

3) осуществляется фильтрация через образец керна трансформаторного масла (ГОСТ 982-80) с постоянной объемной скоростью Q = 0,05 см³/с;

4) после стабилизации фильтрации (20-30 мин.) определяется начальная маслопроницаемость образца:

где Q - объемная скорость фильтрации, м³/с;

m - вязкость трансформаторного масла, при 30°С m = 1,31 Па×с;

l, Р - соответственно длина (в см) и площадь поперечного сечения (в см²) керна;

Р₀ - давление на входе в образец керна до его обработки солевым раствором, МПа;

5) образец керна насыщается испытываемым солевым раствором и выдерживается в течение заданного времени;

6) вытесняется солевой раствор трансформаторным маслом;

7) после стабилизации фильтрации определяется маслопроницаемость образца керна, обработанного солевым раствором, по вышеприведенной формуле, где вместо Р₀ берется Р, т.е. давление на входе образца керна.

Воздействие солевого раствора на керновый материал оценивают коэффициентом восстановления проницаемости В = (К₀/К₁) × 100 % в соответствии с отраслевой инструкцией РД 39-0147009-510-85.

Наиболее перспективными в плане повышения естественной проницаемости кернового материала являются (табл. 2.8) солевые растворы на основе поташа (К₂СО₃). Удовлетворительные результаты дает использование в качестве жидкостей глушения растворов технического пентаэритрита. Однако он значительно уступает поташу в утяжеляющей способности и выпускается промышленностью в виде водного раствора плотностью 1,22-1,24 г/см³. Таким образом, исследования на искусственном керновом материале показали, что наибольшим эффектом по повышению исходной проницаемости кернового материала обладают солевые растворы на основе поташа. В настоящее время только растворы на основе К₂СО₃ являются обрабатывающим материалом, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника.

Таблица 2.8.